​L'industrie du stockage par batterie en Allemagne est inquiète. Le régulateur allemand BNetzA a indiqué qu'il pourrait mettre fin prématurément à l'exonération des frais de réseau, même pour les batteries déjà raccordées. La perspective de changements rétroactifs des règles a ébranlé la confiance des investisseurs sur un marché déjà incertain concernant le régime tarifaire après 2029.

Le régulateur a présenté étape par étape le futur système : un BKZ révisé, des tarifs basés sur le financement et de nouveaux frais dynamiques localisés. BNetzA affirme ne pas vouloir détériorer la rentabilité du stockage. Mais les valeurs finales pourraient ne pas être fixées avant fin 2028 – et les banques financent rarement ce qu'elles ne peuvent modéliser.

Pour de nombreuses batteries, ces frais de réseau peuvent déterminer la viabilité du modèle économique. Surtout pour les batteries contraintes avec des accords de connexion flexibles (FCA), des frais plus élevés feraient passer les TRI sous le seuil d'investissement, en particulier dans un contexte post-saturation en 2029 où les revenus totaux seront bien inférieurs à ceux d'aujourd'hui.

Les FCA et les frais de réseau dynamiques visent tous deux à gérer la congestion locale du réseau : l'un via des contraintes strictes, l'autre par des signaux de prix. Appliquer les deux revient à facturer deux fois. Et les batteries les plus contraintes sont les moins capables de réagir aux signaux dynamiques, car leur flexibilité opérationnelle est déjà limitée.

Cette étude teste la viabilité économique face aux seuls frais de financement, la composante qui réduira à coup sûr les rendements. Les frais dynamiques pourraient compenser une partie du coût, mais rien n'est garanti, notamment pour les batteries éloignées des zones de congestion. Nous modélisons des scénarios de frais basés uniquement sur la capacité ou uniquement sur l'énergie, sous des contraintes FCA réalistes.

Avec un tarif de réseau basé sur l'énergie de 66,50 €/MWh appliqué à l'autoconsommation, une batterie non contrainte perd 4 points de pourcentage de TRI. Pour les batteries fortement contraintes, la plupart des scénarios de frais de réseau font passer les rendements sous le seuil d'investissement. L'écart entre un régime tarifaire viable et un blocage total de la construction est mince – et 7 GW de capacité d'ici 2030 pourraient dépendre de la décision finale sur les tarifs.

Cet article fait partie d'une série sur les futurs frais de réseau pour les batteries allemandes :

• Ce que propose le régulateur comme mécanisme
• Comment les tarifs de financement peuvent impacter la rentabilité
• Comment les tarifs dynamiques peuvent devenir une source de revenus – selon la localisation

Pour toute information complémentaire sur ce sujet, contactez l'auteur – till@modoenergy.com

Des frais de capacité supérieurs à 25 000 €/MW/an rendent même les batteries non contraintes non rentables

Dans son document de position, la BNetzA propose une combinaison de frais de capacité (basés sur la capacité réservée au réseau) et de frais basés sur l'énergie (selon l'utilisation du réseau), avec un choix sur la quantité de capacité à réserver. Il est probable que l'incitation pour les batteries soit d'opter pour 100 % ou 0 % de frais de capacité, selon la relation entre les prix, c'est pourquoi cette analyse examine séparément les prix de capacité purs et les frais purement énergétiques.

Pour les frais basés sur la capacité, nous avons modélisé une gamme de charges annuelles allant de 6 000 €/MW/an (alignés sur les frais de capacité DUoS les plus bas observés récemment au Royaume-Uni) à 130 000 €/MW/an (propositions émises lors des discussions avec la BNetzA). Tous les scénarios supposent une batterie de 4 heures mise en service commerciale au 1er janvier 2029.

Les résultats varient fortement selon le niveau de contrainte. Une batterie non contrainte dans ces hypothèses génère environ 15 % de TRI sur 20 ans sans frais. Même à 25 000 €/MW/an, cette batterie dépasse le seuil de rentabilité, avec un TRI à 11,4 %. Mais un tarif de 42 000 €/MW/an (comme en Belgique) ferait chuter le TRI à 9 %, rendant difficile la recherche d'investisseurs, même pour des batteries totalement non contraintes.

Pour évaluer la situation de la majorité des batteries entrant aujourd'hui sur le marché allemand, cette analyse choisit des contraintes FCA strictes mais réalistes, afin d'illustrer les cas limites des batteries tout juste financées actuellement.

Pour les batteries avec FCA de type DSO, incluant ramp rates et limites d’import/export, la situation est bien pire. Les TRI non endettés sur 20 ans sont autour de 11 %, tombant à 9,3 % avec 10 000 €/MW/an de frais de capacité. Avec un seuil de rentabilité actuel d’environ 10 %, cette batterie aura du mal à attirer des investisseurs sans revenus fermes supplémentaires. Les batteries contraintes TSO, avec les revenus intraday comme source majeure fortement limités, atteignent à peine le seuil de financement même sans frais de réseau. Même un petit frais annuel peut les rendre non rentables.

À retenir : le niveau de frais à partir duquel le modèle économique n'est plus viable dépend entièrement du régime FCA. Pour les batteries contraintes, qui représentent la majorité des nouveaux raccordements, même des frais de capacité modestes réduisent les rendements à des niveaux non finançables.

Les frais basés sur l'énergie coûtent moins cher que ceux basés sur la capacité, mais modifient l'exploitation des batteries

Selon la dernière proposition de la BNetzA, les batteries choisissant un prix de capacité nul paieraient uniquement des frais de réseau basés sur l'énergie, appliqués à leur autoconsommation ou aux pertes RTE. Nous avons modélisé quatre scénarios selon les niveaux de frais actuels et les propositions du régulateur.

Le coût brut des frais énergétiques est inférieur à celui des frais de capacité. Les paiements annuels vont d’environ 7 000 à 75 000 €/MW/an selon nos scénarios, soit des coûts similaires à ceux modélisés pour la capacité. La cartographie des TRI le montre : les batteries non contraintes restent proches du seuil à un AP1 non subventionné de 66,50 €/MWh. Mais les batteries contraintes ne l’atteignent même pas dans le scénario de frais le plus bas.

Les TRI des batteries contraintes sont plus faibles que s’ils payaient un montant équivalent en frais de capacité. Cela s’explique par le fait que les frais énergétiques perturbent le fonctionnement des batteries, et la perte de revenus (car moins de cycles sont rentables) peut aggraver l’impact des frais de réseau au-delà du montant facturé.

Des spreads minimums plus élevés éliminent les opportunités de cyclage de façon non linéaire

Le mécanisme est simple. Chaque cycle a déjà un coût plancher : la dégradation plus la perte RTE. Avec un RTE de 86 %, le prix de décharge doit être au moins 16 % supérieur au prix de charge rien que pour compenser les pertes d’efficacité.

Les frais de réseau énergétiques augmentent ce plancher. Pour chaque 1 MWh chargé, la batterie perd 140 kWh en inefficacité RTE. Avec un frais de 66,50 €/MWh, cela ajoute 9,31 €/MWh au spread minimum requis pour qu’un cycle soit rentable. Les optimiseurs intégreront ce seuil et ignoreront tout cycle qui ne le dépasse pas pour éviter les pertes.

L’impact est moindre sur la contrainte TSO. Même sans frais de réseau, la batterie doit déjà renoncer à de nombreux petits cycles à cause de la rampe de 15 minutes et parce qu’elle ne peut accéder aux prix intraday volatils qui justifieraient ces cycles. Les revenus bruts et le nombre de cycles changent peu avec de faibles spreads minimums par rapport à un scénario sans frais, tandis que les marges de TRI restent très faibles.

L’effet sur le volume de cycles est non linéaire car les spreads ne sont pas uniformément répartis sur l’année.

Même avec un frais de 266 €/MWh, la ligne de spread minimum coupe la partie basse de la courbe, éliminant environ 6 % des jours de cyclage. À des niveaux de frais plus bas, moins de jours sont concernés.

Mais les batteries ne cyclent pas uniquement entre les heures les plus hautes et les plus basses de chaque jour. Elles effectuent aussi de nombreux petits cycles, profitant des pics de prix à court terme. Le second cycle de chaque jour, qui s’appuie généralement sur un spread inférieur au TB4, est le plus impacté. Cela réduit le nombre moyen de cycles quotidiens d’une batterie non contrainte de 1,95 à environ 1,4 avec les frais de réseau les plus élevés.

À l’extrême, un niveau de frais très élevé éliminerait presque toutes les opportunités de cyclage et reviendrait à une interdiction d’exploitation de fait. En pratique, cela reste peu probable dans les scénarios AP1 modélisés, mais même le tarif AP2 non subventionné suffit à réduire sensiblement le nombre de cycles annuels et à comprimer les revenus bien au-delà du paiement des frais de réseau.

L’incertitude sur les frais de réseau pourrait bloquer les décisions d’investissement jusqu’à fin 2028

La BNetzA a répété ne pas vouloir détruire le modèle économique des BESS, et le marché de capacité ainsi que les revenus internationaux pourraient soutenir le business model, même avec des frais de réseau. Mais l’intention ne vaut pas clarté, et les prêteurs financent sur la base de calculs de risque qui exigent de la visibilité.

Deux risques distincts sont en jeu, affectant différents types de projets.

Les nouveaux projets raccordés après août 2029 font face à une rentabilité impossible à quantifier

Toute batterie mise en service après le 4 août 2029 devra payer des frais de réseau selon le nouveau régime. L'issue dépendra de l’équilibre entre les charges de financement et les revenus issus des frais dynamiques. Les valeurs définitives pourraient ne pas être connues avant fin 2028.

Les prêteurs ne peuvent modéliser ce qu’ils ne voient pas, même si le processus apporte plus de clarté que par le passé. Mais les FID pour des raccordements post-2029 restent soumis à une grande incertitude, ce qui risque de geler l’investissement dans les BESS à grande échelle en Allemagne jusqu’à clarification du cadre réglementaire.

La suppression anticipée de l’exonération ajoute un risque même pour les projets raccordés avant 2029, pouvant stopper toute nouvelle décision d’investissement

Par ailleurs, la BNetzA a indiqué qu’elle pourrait avoir l’autorité légale pour mettre fin à l’exonération des frais de réseau, même pour les batteries déjà raccordées, afin d’assurer l’équité. Ce n’est pas encore une politique confirmée. Mais le simple fait que cela soit envisagé a fortement ébranlé la confiance des investisseurs. Les projets n’ayant pas encore atteint le FID pourraient ne plus être financés avec ce nouveau profil de risque accru.

Si l’exonération est supprimée rétroactivement, les projets ayant pris leur FID en tablant sur 20 ans d’exploitation sans frais verraient leur modèle économique bouleversé en cours de vie. Les TRI modélisés dans cette étude s’appliqueraient alors aussi aux actifs déjà en service. Il s’agit d’un risque binaire et non protégeable qui pousse les prêteurs à exiger des marges plus élevées – voire à se retirer du marché.

Les projets ayant atteint le FID iront probablement à leur terme. Mais de nombreux projets prévus avant la fin de l’exonération n’ont pas encore sécurisé leur financement. Des développeurs indiquent déjà que les banques pourraient retirer leur soutien face à ce nouveau risque.

Deux ans sans nouveaux FID réduiraient la capacité batterie allemande de 40 % en 2029 et feraient grimper les prix de gros

Si aucune nouvelle batterie n’atteint le FID d’ici fin 2028, le retard de construction s’accumule rapidement. En supposant un délai de deux ans entre FID et mise en service, aucun nouveau projet ne serait opérationnel avant 2030 au plus tôt. Selon le scénario central de Modo Energy, l’Allemagne disposerait d’environ 14 GW de capacité batterie installée en 2029. Un gel de deux ans des FID réduirait ce chiffre à environ 8,7 GW – soit 40 % de moins, ou 5,3 GW de batteries manquantes.

Si les renouvelables et la demande augmentent comme prévu mais que le parc batterie stagne à son niveau actuel à cause d’un gel des FID, cela aurait d’importantes conséquences pour le système. Selon les modélisations de Modo Energy, le prix moyen de l’électricité en 2029 serait supérieur de 1,37 €/MWh à celui du scénario central. Et 10 % des périodes afficheraient des prix de 148,03 €/MWh ou plus, contre 144,10 €/MWh dans le scénario central. Les heures à prix négatif augmenteraient de 16 %, accroissant la quantité de production renouvelable effacée.

Mais la demande supplémentaire liée à l’autoconsommation batterie ne serait que d’environ 1,9 TWh, contre 664,81 TWh de demande selon le TYNDP. Élargir la base de la demande ne réduirait donc les frais de réseau que d’environ 0,3 %, soit 0,19 €/MWh en supposant AP1 non subventionné. Le coût net pour les consommateurs de cette politique serait donc de 1,18 €/MWh, soit environ 785 millions d’euros, avant même de prendre en compte les économies de redispatch et d’EEG. Ce coût pourrait être évité en apportant plus tôt de la clarté aux investisseurs, pour s’assurer que leur modèle économique ne sera pas remis en cause.

Les frais dynamiques et les FCA visent le même objectif. Les batteries ne devraient pas payer les deux

Les frais de réseau sont gérables pour une batterie non contrainte. Mais la plupart des nouvelles batteries sont soumises à des FCA, et la combinaison des deux est souvent fatale pour la rentabilité.

Une fois que les signaux de prix dynamiques existeront à tous les niveaux DSO, ils rempliront le même rôle que les FCA pour orienter le comportement batterie en faveur du réseau. Les deux se recoupent le plus là où la congestion est la pire : précisément là où les DSO imposent les FCA les plus strictes et où les frais dynamiques incitent le plus à un comportement vertueux. Appliquer les deux revient à facturer deux fois. Et les batteries les plus contraintes sont les moins réactives aux signaux dynamiques, car leur flexibilité a déjà été réduite.

Des frais dynamiques bien conçus devraient permettre d’atteindre les mêmes résultats que les limites d’import/export, mais par l’incitation plutôt que la restriction. Cela suggère trois pistes :

• Les batteries payant des frais dynamiques pourraient être libérées de leurs limites d’import/export, car le signal prix oriente déjà le comportement. Les ramp rates et gels de planning répondent à d’autres enjeux et peuvent rester pertinents.
• Les batteries avec FCA pourraient bénéficier de frais de réseau basés sur le financement plus faibles (similaire au régime BKZ actuel).
• Les batteries en exploitation pourraient opter volontairement pour le nouveau régime dynamique en échange de la suppression des volets énergie de leur FCA.

Chacune de ces options donnerait aux développeurs une raison d’adhérer au nouveau régime plutôt que de le craindre, et contribuerait à restaurer la confiance des investisseurs érodée par l’incertitude actuelle.